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Inspección, Reparación, Alteración, y Reconstrucción de tanques ESTÁNDAR API 653 TERCERA EDICIÓN, DICIEMBRE 2001 ADENDA 1, SEPTIEMBRE 2003 ADENDA 2, NOVIEMBRE 2005

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NOTAS ESPECIALES

Las publicaciones API se direccionan necesariamente a problemas generales. Con respecto a circunstancias particulares, leyes locales, del estado y federales, estas regulaciones deben ser revisadas. Ni API ni cualquiera de los empleados de API, subcontratistas, consultores, comités, u otros cesionarios hacen cualquier garantía o representación, expresa o implícita, con respecto a la exactitud, lo completo, o la utilidad de la información contenida adjunta, o asume cualquier posibilidad o responsabilidad de cualesquier uso, o los resultados de tal uso, de cualquier información o proceso divulgado en esta publicación. Ni API ni cualquiera de los empleados de API, subcontratistas, los consultores, u otros cesionarios representan el uso de esta publicación no infringiría sobre los derechos privados poseídos. Las publicaciones del API se pueden utilizar por cualquier persona que desee hacerlo. El instituto ha hecho todo su esfuerzo para asegurar la exactitud y confiabilidad de los datos contenidos en ellos; sin embargo, el instituto no hace ninguna representación, garantía, o garantiza en respecto a esta publicación y expresamente niega por este medio cualesquiera posibilidad o responsabilidad por la pérdida o daños resultantes de su uso o por la violación de cualquiera de las autoridades que tienen jurisdicción y con la cual esta publicación puede estar en conflicto. Las publicaciones del API se publican para facilitar la divulgación de la ingeniería probada, y prácticas sanas de funcionamiento. Estas publicaciones no evitan la necesidad de aplicar el sano juicio de la ingeniería, el mirar cuando y donde deben estas publicaciones utilizarse. La formulación y la publicación de los documentos del API no son de ninguna manera para inhibir cualquier persona de usar cualquier otro tipo de prácticas. Cualquier fabricante de equipos que haga la marca del equipo o de los materiales en conformidad con los requisitos de marcado de un estándar del API son los únicos responsables de cumplir con todos los requisitos aplicables del estándar. API no representa, autoriza, o garantiza que tales productos estén hechos en conformidad con el estándar API aplicable.

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PROLOGO

Este estándar se basa en el conocimiento de la experiencia de dueños, operadores, fabricantes y reparadores de tanques de almacenamiento. El objeto de esta publicación es el de proveer guías en la inspección, reparación, alteración y reconstrucción de tanques de almacenamiento en acero utilizados en la industria del petróleo y química. Si los tanques se inspeccionan, alteran o reconstruyen de acuerdo a este estándar, el dueño u operador puede elegir entre modificar, borrar o ampliar secciones de este estándar. Es altamente recomendable que aquellas modificaciones, eliminaciones, o ampliaciones sean hechas por suplemento, en lugar de reescribir o incorporar secciones en otro estándar completo. Las reglas dadas en este estándar, son requerimientos mínimos. Este estándar no debe ser interpretado como aprobación, recomendación o endoso de cualquier diseño especifico, ni para limitar los métodos de inspección, reparación, alteración o reconstrucción. Cada edición, revisión o adenda de este estándar API puede ser utilizado desde la fecha de emisión mostrada en la página de la cubierta para dicha edición, revisión o adenda. Cada edición, revisión o adenda de este estándar API es efectivo seis meses después de la fecha de emisión para equipos certificados como reratiado, reconstruidos, relocalizados, reparados, modificados (alterados), inspeccionados y ensayados según este estándar. Durante los seis meses entre la fecha de emisión de la edición, revisión o adenda y la fecha efectiva, el comprador y fabricante deben especificar cual edición, revisión o adenda, el equipo debe ser ratiado, reconstruido, relocalizado, reparado, modificado (alterado), inspeccionado y ensayado. Nada contenido en cualquier publicación del API es para ser interpretado como para conceder los derechos, por implicación o de otra manera, para fabricación, venta, o uso de cualquier método, aparato, o producto cubierto por patentes. Cualquier tema contenido en la publicación tampoco debe interpretarse como para asegurar a cualquier persona contra la responsabilidad por infracción de la patente. Este documento fue elaborado bajo procedimientos de estandardización API que aseguran apropiada notificación y participación en el proceso de desarrollo y se señala como API estándar. Preguntas referentes a la interpretación del contenido de esta publicación o comentarios y preguntas referentes a los procedimientos bajo el cuál fue desarrollada esta publicación puede dirigirse a escribir al Director de estándares, instituto americano del petróleo, 1220 L Calle, N.W., Washington, D.C. 20005. Peticiones para permiso de reproducirse o traducirse todo o cualquier parte del material publicado adjunto debe también ser tratado con el director. Generalmente, los estándares API se repasan y revisan, reafirman, o retiran por lo menos cada cinco años. Una extensión de una sola vez de hasta dos años se pueden agregar a este ciclo de la revisión. El estado de la publicación puede ser comprobado por el departamento de los estándares del API, teléfono (202) 682-8000. Un catálogo de las publicaciones y de los materiales del API se publica anualmente y es actualizado cada trimestre por API, 1220 L calle, N.W., Washington, D.C. 20005. Las revisiones sugeridas son bienvenidas y deben someterse al Departamento Estándares y Publicaciones, API, 1220 L calle, NW, Washington, dc 20005, [email protected].

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NOTA

INSTRUCCIONES PARA ENVIAR UNA REVISIÓN PROPUESTA A ESTE ESTÁNDAR BAJO CONTINUO MANTENIMIENTO

Este estándar es mantenido bajo continuos procedimientos por el instituto americano del petróleo para el cual esta el Departamento de estándares. Estos procedimientos establecen un programa documentado para publicaciones regulares de adendas o revisiones, incluyendo a tiempo y documentado acciones de consenso en requisiciones de revisiones a cualquier parte del estándar. Revisiones propuestas deben ser dirigidas al Director, Departamento de estándares, American Petroleum Institute 1220 L Street, NW, Washington, D.C. 20005-4070, [email protected].

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SECCIÓN 1 - INSPECCIÓN, REPARACIÓN, ALTERACIÓN, Y RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES

1. Alcance 1.1 INTRODUCCIÓN 1.1.1. Este estándar cubre tanques de acero para almacenamiento construidos bajo el Estándar API650 y su precursor API 12C. Proporciona requisitos mínimos para mantener la integridad de tales tanques después de que se hayan colocado en servicio y trata la inspección, reparación, alteración, relocalización, y reconstrucción. 1.1.2. El alcance esta limitado a la fundación del tanque, fondo, cuerpo, estructura, techo, y aditamentos agregados, boquillas agregadas a la cara de la primera brida, primera unión roscada o soldadas. Muchos de los diseños, soldadura, inspección y los requerimientos de los materiales de acuerdo con API 650 pueden ser aplicados en la inspección de mantenimiento, toma de datos, reparaciones, y alteraciones de tanques en servicio. En el caso de aparentes conflictos entre los requisitos de este estándar y API 650 o su predecesor API 12C, Este estándar deberá predominar para tanques que han sido puestos en servicio. 1.1.3. Este estándar emplea los principios de API 650; sin embargo, los propietarios u operadores de los tanques de almacenamiento, basados en consideraciones de construcción y detalles de operación, podrían aplicar este estándar a cualquier tanque de acero construido de acuerdo con la especificación de tanque. 1.1.4. Este estándar esta dirigido para el uso de organizaciones que mantienen o tienen acceso a personal de ingeniería o de inspección técnicamente entrenado y con experiencia en diseños, fabricación, reparación, construcción e inspección de tanques. 1.1.5. Este estándar no contiene reglas o pautas que cubran todas las condiciones variables que pueden ocurrir o existir en un tanque. Cuando los detalles del diseño y de construcción no se conocen, y no esta disponible el estándar como-construido, los detalles que proporcionan un nivel de integridad igual al nivel proporcionado por la edición actual de API Std650 deben ser utilizados. 1.1.6. Este estándar reconoce los conceptos de evaluación Apto-para-Uso (Fitness-for-services) para evaluación en-servicio de la degradación de presión, que conteniendo componentes. API RP-579, Práctica recomendada para Apto-para-Uso,

proporciona procedimientos de evaluación detallados o criterios de aceptación para tipos específicos de degradación referenciados en este estándar. Cuando este estándar no provea procedimientos de evaluación específicos ó criterios de aceptación para un tipo especifico de degradación, o cuando este estándar permita explícitamente el uso de los criterios Apto-para-Uso, RP 579 puede ser usado para evaluar los diferentes tipos de degradación ó los requerimientos de pruebas direccionados en esta norma. 1.2. CUMPLIMIENTO CON ESTA NORMA El operador o propietario tiene la responsabilidad final de cumplir con las disposiciones de este estándar. La aplicación de este está restringida a organizaciones que emplean o tienen acceso a una agencia de inspección autorizada como se define en el punto 3.4. Cuando a una persona distinta al propietario u operador le sean asignadas ciertas tareas tales como reubicación y reconstrucción de un tanque, los limite de las responsabilidades para cada una de las partes debe ser definida por el propietarios/operador antes de comenzar los trabajos. 1.3. JURISDICCIÓN Si cualquier disposición de este estándar presenta un conflicto directo o implícito con cualquier regulación estatutaria, la regulación gobernará. Sin embargo si los requerimientos de este estándar son más estrictos que los requerimientos de la regulación, entonces los requerimientos de este estándar gobernarán. 1.4. PRACTICAS DE TRABAJO SEGURO Deberá hacerse una evaluación de los riesgos potenciales a los que el personal puede estar expuesto cuando se realiza una inspección interna, reparaciones o desmantelamiento de tanques. Los procedimientos deberán ser desarrollados de acuerdo a los lineamientos dados en API 2015, Práctica recomendada 2016, y una publicación 2217A, que incluirá seguridad y salud del personal, prevención de fuego accidental y explosiones y la prevención de daños a la propiedad. Podría ser necesario desarrollar procedimientos especiales para ciertas actividades descritas en este estándar que no son completamente cubiertas por las publicaciones API referenciadas, por ejemplo, precauciones de seguridad para acceso de personal a tanques de techo flotante que están en servicio, o desgasificación del fondo del tanque. Finalmente, los procedimientos deberán cumplir con cualquier regulación de seguridad federal o estatal para “espacios confinados” o cualquier otra disposición relevante.

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SECCIÓN 2 - REFERENCIAS

2.1 PUBLICACIONES REFENCIADAS Los siguientes estándares, códigos, publicaciones y especificaciones están citados en esta norma. La última revisión o edición deberán ser usadas a menos que se anote lo contrario API RP 579 Apropiado-para-uso (Fitness-for-

services) Std 620 Diseño y construcción de tanques de

almacenamiento grandes, soldados y de baja presión

Std 650 Tanques soldados de acero para

almacenamiento de crudo RP 651 Protección catódica para tanques de

almacenamiento sobre el suelo. RP 652 Recubrimiento de los fondos de

tanques sobre el suelo para almacenamiento de petróleo.

Std 2000 Venteo atmosférico y tanques de

almacenamiento de baja presión. No refrigerados y refrigerados.

RP 2003 Protección contra ignición surgiendo

de estática, rayos y corrientes extraviadas.

STD 2015 Entrada segura y limpieza de tanques

de almacenamiento de petróleo. RP 2016 Práctica recomendada para el ingreso

y limpieza de tanques de almacenamiento de petróleo.

Publ 2201 Procedimientos para soldadura o hot

tapping en equipos en servicio. RP 2207 Preparación de fondos de tanques

para trabajo en caliente. Publ 2217A Lineamentos para el trabajo en

espacios confinados en la industria del petróleo.

ASME 1

Código de calderas y recipientes a presión. Sección V, “Ensayos no destructivos”, Sección VIII “Recipientes a presión” Reglas alternativas, División 2; Sección IX, “Calificación de soldadura y soldadura fuerte (brazing)” ASNT 2

SNT-TC-1A Calificación y certificación de personal en ensayos no destructivos.

ASTM3 A6 Requerimientos generales para láminas de

acero rolado, Moldes, láminas apiladas y barras para uso estructural

A20 Requerimientos generales para láminas de

acero en recipientes a presión. A36 Acero estructural A370 Método de prueba estándar y definición

para prueba mecánica de productos de acero.

A992 Acero para formas estructurales para uso

en estructuras de construcciones. D1.1 Código de Soldadura Estructural – Acero D1.6 Código de Soldadura Estructural - Acero Inoxidable 2.2 OTRAS REFERENCIAS

Las siguientes publicaciones podrían ser de interés, aunque no estén citadas en esta norma. API STD 2610 Diseño, construcción, operación,

mantenimiento e inspección de facilidades de tanques y terminales.

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SECCIÓN 3 - DEFINICIONES

Para los propósitos de este estándar, las siguientes definiciones son aplicables: 3.1 Alteración: Cualquier trabajo en un tanque que cambie sus dimensiones físicas o configuración. 3.2 Definición borrada. 3.3 Definición borrada. 3.4 Agencia de inspección autorizada: Una de las siguientes organizaciones que emplean un inspector de tanques de almacenamiento superficiales, certificado por API. a. Organización de inspección de la jurisdicción donde se opera el tanque de almacenamiento superficial. b. Organización de inspección de una compañía de seguros que está licenciada o registrada para asegurar tanques de almacenamiento superficial. c. El propietario u operador de uno o más tanques de almacenamiento superficial, que mantiene una organización de inspección para las actividades relacionadas únicamente con su equipo y no para tanques superficiales que se pretendan vender o revender. d. Organización independiente o individual bajo contrato o bajo la dirección del propietario y reconocida o con permiso de la jurisdicción de donde se opera el tanque. El programa de inspección del propietario u operador debe proveer los controles necesarios para el uso de inspectores autorizados contratados para inspeccionar los tanques superficiales. 3.5 Inspector autorizado: Un empleado de una agencia de inspección autorizada y certificado como Inspector de tanques de almacenamiento de acuerdo con el apéndice D de este estándar. 3.6 Punto de quiebre: El área sobre el fondo del tanque donde comienzan los asentamientos. 3.7 Cambio de servicio: Un cambio de condiciones de operación previas que involucran diferentes propiedades del producto almacenado tales como gravedad específica o corrosión y/o diferentes condiciones del servicio de temperatura y/o presión. 3.8 Ratas de corrosión: La perdida total del metal dividida por el periodo de tiempo en el cual ocurrió la pérdida del metal. 3.8.1 Zona crítica: La porción del fondo del tanque o placa anular dentro de las 3 pulg., desde la parte interior del cuerpo medido radialmente hacia el centro del tanque. 3.10 Instalación en Servicio (trabajo en caliente): Identifica un procedimiento para instalar una boquilla o cualquier tipo de aditamento en el cuerpo de un tanque que esta en servicio.

3.11 inspector: Un representante del departamento de integridad mecánica de la organización, quien es responsable por las funciones de aseguramiento y control de calidad, tales como procesos de soldadura, ejecución del contrato, etc. 3.12 Propietario u operador: La entidad legal que tiene el control de y/o la responsabilidad por la operación y el mantenimiento de un tanque de almacenamiento existente. 3.13 Reconstrucción: Cualquier trabajo necesario para ensamblar un tanque que se haya desmantelado y reubicado en un nuevo lugar. 3.14 Organización de reconstrucción: La organización que tenga asignada la responsabilidad por parte del propietario/operador para diseñar y/o reconstruir un tanque. 3.15 Reparación: Trabajo necesario para mantener o restaurar un tanque a una condición conveniente para su segura operación. Las reparaciones incluyen las del tipo mayor (véase 3.21) o aquellas que no son reparaciones mayores. Los ejemplos de reparaciones incluyen: a. Remover o remplazar el material (materiales de los techos, material del fondo, incluyendo el material de soldadura) para mantener la integridad del tanque. b. Renivelar y/o levantar el cuerpo, fondo o techo del tanque. c. Adición de placas de refuerzo para las aberturas existentes del cuerpo. d. Reparación de imperfecciones tales como rasgaduras o estrías por esmerilado y/o remoción de material seguido del proceso de soldadura. 3.16 Organización de reparación: Una organización que cumple cualquiera de lo siguiente: a El propietario u operador de los tanques de almacenamiento que repara o altera su equipo de acuerdo con esta norma. b. Un contratista cuyas calificaciones sean aceptables para el propietario/operador de tanques de almacenamiento y que realiza reparaciones u alteraciones de acuerdo a este estándar. c. Persona que esta autorizada por, aceptada para, o en otras palabras permitida por la jurisdicción y que realiza reparaciones de acuerdo a este estándar. 3.17 Ingeniero de tanque de almacenamiento: Una o más personas u organizaciones aceptables para el propietario/operador que tienen el conocimiento y

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experiencia en las disciplinas de ingeniería asociadas con las características de materiales y evaluación mecánica, que afectan la integridad y confiabilidad de los tanques de almacenamiento superficiales. El ingeniero de tanque de almacenamiento, consultando con especialistas apropiados, se debe considerar como un componente de todas las entidades necesarias para evaluar apropiadamente los requerimientos técnicos. 3.18 Inspección externa: Una inspección visual formal, supervisada por un inspector autorizado, para evaluar todos los aspectos posibles del tanque sin suspender operaciones ó requerir sacar de línea el tanque. (Ver 6.3.2.) 3.19 Inspección interna: Una inspección completa, formal, supervisada por un inspector autorizado, de todas las superficies asequibles internas del tanque. (Ver 6.4.1.) 3.20 Evaluación de apropiado-para-uso: Una metodología por medio de la cual los imperfectos contenidos dentro de una estructura son evaluados para determinar la suficiencia de la estructura dañada para continuar en servicio sin falla inminente. 3.21 Estándar como-construido (asbuilt): Es el estándar (Tal como API o UL por ejemplo) usado para la construcción del componente del tanque en cuestión. Si este estándar no es conocido, el estándar como-construido es el que era efectivo en la fecha de la instalación del componente. Si la fecha de la instalación del componente es desconocida, entonces el estándar aplicable será considerado el estándar como-construido. Vea el Apéndice A para una lista de estándares API para tanques de almacenamiento soldados. El estándar usado para las reparaciones o alteraciones hechas después de la construcción es el estándar como-construido solamente para esas reparaciones o las alteraciones, así que pueden ser más de un estándar como-construido para un tanque. 3.22 Estándar aplicable actual: Edición actual del estándar (Tal como API o UL) que aplica si el tanque es construido hoy. 3.23 Alteración mayor ó reparación mayor: alteración o reparación que incluye cualquiera de lo siguiente: a. Instalación de una penetración en el cuerpo más grande que NPS 12 por debajo del nivel del líquido de diseño. b. Instalación de una penetración en el fondo, a 12 pulgadas del cuerpo.

c. Remover, reemplazar ó adicionar una lámina del cuerpo bajo el nivel del líquido del diseño d. Remover o reemplazar material de la lámina del anillo anular donde la dimensión más larga del reemplazo de la lámina excede 12 pulg. e. Remoción completa o parcial (más de la mitad del grueso de la soldadura) y reemplazo de más de 12 pulg. de la soldadura vertical que ensamblan la láminas del cuerpo, o soldadura radial que ensambla el anillo anular de la lámina f. Instalación de un nuevo fondo. Esto no incluye los nuevos fondos en los tanques donde la fundación bajo ellos no es modificada y tampoco se encuentran las condiciones siguientes:

1. Para tanques con anillo anular, el anillo anular permanece intacto; o, 2. Para tanques sin anillo anular, la alteración no incluye soldadura en el fondo existente dentro de la zona crítica. Vea 3.9 para una definición de zona crítica. Nota: El trabajo descrito en 12.3.2.5 no es considerado como instalación de un nuevo fondo.

g. Quitando y substituyendo parte de la soldadura que une el cuerpo al fondo, o al anillo anular, en exceso de las cantidades enumeradas en 12.3.2.4.1a. h. Alzar con gatos el cuerpo del tanque. 3.24 Dureza conocida: Condición que existe cuando el material de un componente se juzga aceptable para uso por las provisiones de cualquiera de las secciones siguiente de este estándar: a. Sección 5.3.2 (basado en la edición del estándar de construcción original del tanque, o por una muestra que se pruebe). b. Sección 5.3.5 (basado en grosor). c. Sección 5.3.6 (basado en la temperatura de diseño más baja del metal). d. Sección 5.3.8 (basado en curvas de exención). 3.25 Dureza desconocida: Una condición que existe cuando no puede ser demostrado que el material de un componente satisface la definición de dureza conocida.

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SECCIÓN 4 - DISPONIBILIDAD PARA SERVICIO

4.1 GENERALIDADES 4.1.1 Cuando los resultados de la inspección de un tanque muestran que un cambio ha ocurrido desde la condición física original de ese tanque, se deberá hacer una evaluación para determinar su disponibilidad para continuar en servicio. 4.1.2 Esta sección suministra una evaluación de la disponibilidad de un tanque existente que continuará en servicio, o para cambio de servicio, o cuando se toman decisiones que involucran reparaciones, alteraciones, desmantelaciones, reubicaciones o reconstrucción de un tanque existente. 4.1.3 La siguiente lista de factores para tener en cuenta no son para todas las situaciones, no pretender esto ser un sustituto del análisis de ingeniería y el criterio requerido para cada situación a. La corrosión interna debido al producto almacenado o agua en los fondos. b. La corrosión externa debida a la exposición al medio ambiente. c. Los niveles de esfuerzos y los niveles de esfuerzos permitidos. d. Propiedades del producto almacenado tales como la gravedad específica, temperatura, y corrosividad. e. Temperaturas de diseño del metal para la locación donde presta servicio el tanque. f. Techos externos con cargas vivas, viento y cargas sísmicas. g. La fundación de los tanques, suelo, y condiciones de asentamiento. h. Análisis químico y propiedades mecánicas de los materiales de construcción. i. Distorsiones del tanque existente. j. Condiciones de operación tales como ratas de llenado y de vaciado y frecuencia. 4.2 EVALUACIÓN DEL TECHO DEL TANQUE 4.2.1 Generalidades 4.2.1.1 La integridad estructural del techo y de los sistemas de soporte del techo deberán ser verificadas 4.2.1.2 .Las láminas del techo corroídas con un promedio de espesor menor de 0.09 pulgada en cualquier área de 100 pulg2 ó láminas del techo con cualquier agujero pasante, deberán ser reparadas o reemplazadas. 4.2.2 Techos fijos Los elementos de soporte del techo (cerchas, vigas, columnas y bases) deberán ser inspeccionadas para detectar la sanidad por un método aceptable por parte del inspector responsable, elementos distorsionados (tales como columnas desplomadas), corroídos, y elementos dañados deberán ser evaluados y reparados o remplazados si es necesario. Se

debe dar particular atención a la posibilidad de corrosión interna severa de las columnas huecas (la corrosión puede no ser evidente en la inspección visual externa). 4.2.3 Techos flotantes 4.2.3.1 Las áreas de las láminas del techo y los pontones que exhiban grietas o agujeros deberán ser reparadas o las áreas afectadas reemplazadas. Agujeros pasantes en las láminas de techo deberán ser reparadas o reemplazadas. 4.2.3.2 Áreas con picaduras deberán ser evaluadas para determinar la probabilidad que se produzcan picaduras pasantes antes de la próxima inspección interna programada. Si no, el área afectada deberá ser reparada o reemplazada. 4.2.3.3 Los sistemas de soporte del techo, sistemas de sello perimetral, aditamentos tales como la escalera rodante del techo, mecanismos para evitar rotación, sistemas de drenaje de agua, sistemas de ventilación deberán ser evaluados para determinar si es necesario reparación o reemplazo de los mismos. 4.2.3.4 Las guías para la evaluación de techos flotantes ya existentes deberá estar basada en el criterio del API 650 apéndice C, para techos flotantes externos. Para techos flotantes internos (membranas) esto lo encuentra en el apéndice H del mismo estándar. Sin embargo, actualizar para cumplir este estándar no es mandatario. 4.2.4 Cambio de servicio 4.2.4.1 Presión interna Todos los requisitos del actual estándar aplicable (por ejemplo, API Std 650, apéndice F) será considerado en la evaluación y alteraciones subsecuentes al techo del tanque y la unión techo-cuerpo. 4.2.4.2 Presión Externa Cuando sea aplicable, la estructura del soporte del techo (si existe), y la unión entre el techo-cuerpo deberá ser evaluado para los efectos de un diseño parcial de vacío. El criterio mostrado en API 620 deberá ser usado. 4.2.4.3 Operación para temperatura elevada Todos los requisitos de API 650, apéndice M, deberá ser considerada antes del cambio de servicio de un tanque para operación a temperaturas por encima de 200ºF. 4.2.4.4 Operación para temperaturas más bajas que

la del diseño original. Si la temperatura de funcionamiento se cambia a una temperatura más baja que la del diseño original, serán

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aplicados los requisitos del estándar aplicable actual para la temperatura más baja. 4.2.4.5 Ventilación normal y de emergencia. La ventilación normal y de emergencia deben ser consideradas para efectos en cambio de servicio. 4.3 EVALUACIÓN DEL CUERPO DEL TANQUE. 4.3.1 Generalidades. 4.3.1.1 Imperfecciones, deterioro y otras condiciones (por ejemplo, cambio de servicio, reubicación, corrosión mayor que la corrosión original permitida) que puedan afectar adversamente el desempeño o integridad estructural del cuerpo de un tanque existente, debe ser evaluado y tomar una determinación observando la disponibilidad para servicio futuro. 4.3.1.2 La evaluación del cuerpo de tanque existente debe ser realizada por personal experimentando en diseño de tanques y deberá incluir un análisis del cuerpo para las condiciones de diseño pretendidas, basado en espesores y material de láminas de cuerpo existentes. El análisis considerará todas las combinaciones y condiciones de carga anticipadas, incluyendo presión debido a la cabeza estática del fluido, presión interna y externa, cargas de vientos, cargas sísmica, cargas vivas del techo, cargas en boquillas, asentamiento y cargas agregadas. 4.3.1.3 La corrosión en el cuerpo ocurre en muchas formas y varios grados de severidad y puede resultar en una perdida uniforme general de metal sobre una gran área de superficie o en áreas localizadas. También se pueden presentar picaduras. Cada caso debe ser tratado como una situación única y una concienzuda inspección deberá ser realizada para determinar la naturaleza y la extensión para así desarrollar un procedimiento de reparación. Las picaduras normalmente no representan una amenaza significativa con respecto a la integridad de la estructura de un cuerpo a menos que esté presente en forma severa con picaduras cercanas unas a las otras. Los criterios para evaluación corrosión general y picaduras son definidos a continuación. 4.3.1.4 Los métodos para determinar el espesor mínimo aceptable del cuerpo para la continua operación son dados en 4.3.2, 4.3.3 y 4.3.4 (ver sección 6 para frecuencia de inspección). 4.3.1.5 Si los requisitos de 4.3.3. (Soldado) o 4.3.4. (Remaches) no pueden ser satisfechos, las áreas corroídas o dañadas deberán repararse, o reducir el nivel permitido de líquido, o el tanque retirado. El nivel de líquido permisible para el uso continuado de un tanque puede establecerse usando las fórmulas para un espesor mínimo aceptable (Ver 4.3.3.1 y 4.3.4.1) y considerando una altura H. El espesor actual, determinado por inspección, menos la corrosión permitida deberá ser usado para establecer el límite del nivel del líquido. El máximo nivel de líquido de diseño no deberá ser excedido.

4.3.2 Determinación del espesor actual. 4.3.2.1 Para determinar los espesores en cada uno de los anillo del cuerpo cuando hay áreas corroídas de considerable tamaño, los espesores medidos deberán ser promediados de acuerdo con el siguiente procedimiento (Ver Fig. 4-1).

Figura 4-1 Inspección de las Áreas de corrosión

Leyenda: SECCIÓN A-A a-e planos de inspección seleccionados por el inspector

Perfil a lo largo del plano c, el plano tiene el espesor promedio más bajo t1

t2 = el espesor mínimo en toda el área, excluyendo las picaduras.

Procedimiento 1. Determine t2.

2. Calcule 27.3 DtL = , pero no mas de 40 pulg. 3. Localice L para obtener un mínimo t promedio, el cual es t1. a. Para cada área, el inspector autorizado deberá determinar el espesor mínimo, t2, para cualquier punto en el área corroída excluyendo las picaduras ampliamente dispersas (Ver 4.3.2.2). b. Calcule la longitud critica, L:

27.3 tDL = Pero no mas de 40 pulgadas. Donde:

L = La longitud vertical máxima, en pulgadas, sobre los cuales los esfuerzos en el anillo son asumidos “promediando” alrededor de las discontinuidades locales.

Nota: La longitud vertical actual del área corroída puede exceder L.

D = Diámetro del tanque, en pies. t2= El menor espesor, en pulgadas, en un área de

corrosión, inclusive las picaduras.

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c. El inspector autorizado deberá decidir visualmente o de acuerdo a las áreas que son comúnmente afectadas por la corrosión, los planos verticales a inspeccionar. Las mediciones en los perfiles deberán ser tomadas a lo largo de cada plano vertical para una distancia, L. En los planos, determine el promedio de espesor más bajo, t1, promediado sobre una longitud de L, usando al menos cinco medidas con igual espaciamiento sobre la longitud L. d. Refiérase a 4.3.3.1 para los valores mínimos permitidos para t1 y t2. Las cargas adicionales consideradas en 4.3.3.4 deberán ser tenidas en cuenta. e. Los criterios para continuar en operaciones son los

siguientes: i. El valor t1 deberá ser mayor o igual a tmin (Ver 4.3.3 o

4.3.4), sujeto a verificación de todas las otras cargas listadas en 4.3.3.5, y

ii. El valor de t2 deberá ser mayor o igual al 60% del tmin,; y, iii. Cualquier corrosión permitida requerida para servicio hasta

el tiempo de la próxima inspección deberá ser añadida a tmin y al 60% de tmin.

4.3.2.2 Picaduras esparcidas ampliamente pueden ser

ignoradas sí: a. Ninguna profundidad de los puntos de picadura resultante en el espesor del cuerpo es menor que la mitad del espesor mínimo aceptable del cuerpo excluyendo la corrosión permitida; y, b. La suma de sus dimensiones a lo largo de cualquier línea vertical no excede 2 pulgadas en una longitud de 8 pulgadas (Ver Fig. 4.2) 4.3.3 CALCULO DEL ESPESOR MÍNIMO PARA

CUERPO DE TANQUES SOLDADOS Nota: En general, el espesor mínimo aceptable (tmin) para todos los anillos del cuerpo se determina usando 4.3.3.1(a) con un H determinado desde el fondo de cada anillo del cuerpo y los resultados usados como una base para juzgar la disponibilidad para continuar el tanque en servicio. Si áreas localmente adelgazadas son identificadas o si áreas específicas son investigadas (tal como para una instalación de una boquilla en el cuerpo), el método 4.3.3.1 (b) debe ser usado para completar la evaluación con un H determinado para esas localizaciones en particular. 4.3.3.1 El espesor mínimo aceptable de una lámina de cuerpo debe ser determinado por uno o más de los métodos anotados a continuación. Estos métodos están limitados para tanques con diámetros iguales o menores a 200 pies. a. Para determinar el espesor mínimo para todos los anillos del cuerpo, tmin, es calculado así

SEDGHt )1(6.2min

−=

b. Cuando se esta determinando el espesor mínimo aceptable par cualquier otra porción de un anillo del cuerpo (tal como un área localmente adelgazada o cualquier otra locación de interés), tmin es calculado así:

SEHDGt )(6.2min =

Donde tmin= El espesor mínimo aceptable, en pulgadas calculado de la fórmula anterior; sin embargo, tmin no deberá ser menor a 0.1 pulgadas para ningún anillo del tanque. D= Diámetro nominal del tanque, en pies. H= Altura desde el fondo del anillo en consideración

hasta el nivel de liquido máximo, cuando se evalúa un anillo entero, en pies, ó

= Altura, en pies, desde el fondo de la longitud L (Ver

4.3.2.1) desde el punto mas bajo del fondo de L del área adelgazada localmente, hasta el nivel de liquido máximo, ó

= Altura desde el punto mas bajo dentro de cualquier

localización de interés hasta el máximo nivel de líquido, en pies,

G= La gravedad específica más alta de los contenidos, S= Máximo esfuerzo permisible en libras por pulgada

cuadrada (psi); use el menor de 0.80Y ó 0.429T para el primero y el segundo anillo; use el menor entre 0.88 Y ó 0.472T para los otros anillos. Los esfuerzos permisibles del cuerpo son mostrados en la tabla 4.1 para materiales listados en la actual y pasada edición de API 12C y API 650.

Nota: Para tanques reconstruidos, S deberá estar de acuerdo con el estándar aplicable actual. Y= Esfuerzo de Fluencia mínimo especificado de la

lámina; use 30.000 lb/pulg2 si no es conocido.

Figura 4-2 Medición del Pitting

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Tabla 4.1 Máximos esfuerzos permitidos del cuerpo (No es para uso de reconstrucción de tanques, ver nota 6)

Nota: 1. ASTM A7, A9, A10 y A442 son especificaciones de materiales obsoletos anteriormente listado en API Estándar 12C y 650. 2. Los esfuerzos de fluencia y los valores de esfuerzos de tensión mostrados están por API 653 para materiales AST soldados de origen desconocido. 3. Esta disposición esta dada para tanques remachados, construidos para cualquier grado de material, evaluados por 4.3.4.1 de este estándar. 4. Esta disposición esta dada para tanques remachados, construidos de un material de grado conocido, evaluado por 4.3.4.2 de este estándar. Para todos los anillos, el máximo esfuerzo permisible tanto para el producto como para condiciones de prueba hidrostática están listados debajo de la columna para esfuerzos de producto permisible, S.

5. Esta disposición esta dada para tanques remachados construidos de un material de grado desconocido, evaluado por 4.3.4.2 de este estándar. 6. Los esfuerzos permisibles para tanques reconstruidos están tabulados en API 650, Tabla 3-2 o calculado por 8.4 de este estándar. 7. Los esfuerzos permisibles están calculados en 4.3.3.1 de este estándar, a menos de que se anote lo contrario. Los esfuerzos permisibles calculados son redondeados al más cercano a 100 lbf/in.2 T= El menor del esfuerzo mínimo de tensión especificado de la lámina o 80.000 lb/pulg.2; use 55.000 libras por pulgada cuadrada si no es conocido.

E= La eficiencia original de la junta soldada para el tanque. Use la tabla 4.2 si el E original es desconocido. E=1.0 cuando evalúe el espesor en una lámina corroída que haya

de 98

sido retirada, cuando esté separada de soldaduras o juntas soldadas al menos en una pulgada o dos veces el espesor de la lámina, la mayor de las condiciones. 4.3.3.2 Si el tanque será probado hidrostáticamente, la altura de prueba hidrostática Ht deberá estar limitado por uno o más de los siguiente métodos. El tanque no deberá ser llenado por encima del nivel determinado por el menor valor de Ht calculado a continuación: a. Después de determinar el espesor de un anillo del cuerpo, Ht, es calculado de la siguiente manera

16.2

min +=D

EtSH tt

b. Después de determinar el espesor por 4.3.2.1 para un área adelgazada localmente, o para cualquier otro lugar de interés en un anillo del cuerpo, Ht, es calculada así:

DEtS

H tt 6.2min=

Donde: Ht = Altura, en pies, desde el fondo del anillo del cuerpo en consideración hasta la altura de la prueba hidrostática cuando se evalúa un anillo completo del cuerpo; ó = Altura, en pies, desde el fondo de la longitud, L; (Ver 4.3.2.1) para las áreas de adelgazamiento más severas en cada anillo del cuerpo hasta la altura de la prueba hidrostática; o = Altura, en pies, desde el punto más bajo en cualquier lugar de interés hasta la altura de la prueba hidrostática St = Esfuerzo máximo de la prueba hidrostática permitido en psi (lb/pulg2), use el menor entre 0.88Y o 0.472T para el primer y segundo anillo; use el menor entre 0.9Y o 0.519T para los otros anillos. Nota: 1. Dependiendo de la gravedad específica del contenido usado para determinar el tmin, Ht puede ser menor que H. Probando el tanque hasta H puede llegar al límite de fluencia en el área corroída.

2. Si Ht es menor que H, el propietario/operador deberá determinar la consecuencia y aceptabilidad de operación del tanque a H, su nivel máximo de diseño de líquido. Reparaciones para secciones por arriba de Ht deberá cumplir con los requerimientos 12.3.2. 3. Para tanques reconstruidos, St deberá estar de acuerdo con el estándar aplicable.

Tabla 4.2- Eficiencias de uniones para uniones soldadas. Estándar Edición

y año Tipo de junta

Eficiencia de la junta

Aplicabilidad o límites

7a y después

A tope 1.00 Estándar Básico

1980- presente

A tope 0.85 Apéndice A - lugar RT

A tope 0.70 Apéndice A – No.RT

1ra – 6a A tope 0.85 Estándar Básico

API 650

(1961-1978)

A tope 1.00 Apéndice D&G

14a y 15a (1957 -1958)

A tope 0.85

3ra-13ava Traslapado a

0.75 3/8” máximo. t.

(1940-1956)

A tope c 0.85

1ero y 2do Traslapado a

0.70 7/16” máximo. t.

(1936-1939)

Traslapado b

0.50+k/5 ¼” máximo. t.

API 12C

A tope c 0.85 Traslapado a

0.70 7/16” max.t.

Traslapado b

0.50+K/5 ¼” max.t

A tope c 0.70

Desconocido

Traslapado d

0.35

Notas: a. Doble traslape soldado completo b. Soldadura a filete completa con al menos 25 % un lado opuesto intermitente a filete completo; k = porcentaje de la soldadura intermitente expresado en forma decimal. c. Juntas a tope simple con una platina de respaldo permitida en los años de 1936 a 1940 y 1948 a 1954. d. Traslape soldado simple únicamente. (Texto removido) 4.3.3.3 Alternativamente, el espesor de lámina mínimo aceptable para tanques con diámetro igual o menor que 200 pies podrían ser calculados de acuerdo con el método variable de punto de diseño del estándar API 650,3.6.4, sustituyendo “S x E” por “S”; E y S puede ser definida como en 4.3.3.1. 4.3.3.4 El método de punto de diseño variable deberá ser usado para tanques mayores a 200 pies de diámetro, con todas las variables definidas como en 4.3.3.1 4.3.3.5 La determinación del espesor de 4.3.3.1, 4.3.3.2 y 4.3.3.3 considera carga por líquido solamente. Todas las otras cargas deberán ser evaluadas de acuerdo al estándar original de construcción; y el juicio de ingeniería deberá ser usado para evaluar diferente condición o nueva información. Cuando sea aplicable, las siguientes cargas deberán ser tomadas en cuenta: a. Pandeo inducido por vientos b. Cargas sísmicas. c. Operaciones con temperatura por encima de 200º F d. Presión externa inducida por Vacío.

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e. Cargas externas causadas por tuberías, equipos montados en tanques, accesorios soportados, etc. f. Volcaduras inducidas por Vientos. g. Cargas debido a asentamientos. 4.3.3.6 Como alternativa a los procedimientos descritos arriba, cualquier adelgazamiento del cuerpo del tanque por debajo del grosor mínimo de pared requerido, debido a la corrosión u otro desgaste, puede ser evaluado para determinar la suficiencia para servicio continuo empleando el diseño por los métodos de análisis definidos en la sección VIII, división 2, apéndice 4 de el código ASME; o API RP 579, sección 4, 5 o 6 según aplique. Al usar los criterios de ASME, el valor de la tensión utilizada en el diseño original del tanque será substituido para el valor Sm de la división 2, si la tensión de diseño es menor o igual a el menor entre 2/3Y (fuerza de producción mínima especificada) o 1/3T (mínimo fuerza extensible especificada). Si el diseño original la tensión es mayor que 2/3Y o 1/3T, entonces el menor de 1/3Y o 1/3T será substituido para Sm. 4.3.4 CALCULO DE ESPESOR MÍNIMO PARA

CUERPO DE TANQUE REMACHADO 4.3.4.1 El espesor mínimo aceptable para tanque con cuerpo remachado deberán ser calculados usando la fórmula 4.3.3.1 excepto que los siguientes criterios de esfuerzos permisibles y la eficiencia de las uniones deberán ser utilizados:

S= 21.000 libras por pulgada cuadrada. E= 1.0 para 6” de láminas de cuerpo o más zona de

remaches. Ver tabla 4-3 para eficiencia de unión dentro de los 6” de remaches.

4.3.4.2 La eficiencia de la unión con remaches dada en la Tabla 4-3 son mínimos conservativos para construcción de tanques remachados y son incluidos para simplificar la evaluación de tanques remachados. Sin embargo, en algunos casos esto puede ser ventajoso para calcular la eficiencia de la unión remachada usando métodos computacionales aplicables a las uniones remachadas a tope o traslapadas. Cuando esta alternativa del cálculo de la eficiencia de las uniones remachadas es usada, deberá ser aplicado el siguiente esfuerzo máximo permisible: a. Para el esfuerzo de tensión máximo en la sección completa de la lámina, use el menor de 0.80Y o 0.429T; use 21.000 libras por pulgada cuadrada si desconoce T ó Y. b. Para el máximo esfuerzo cortante en la sección del remache, use 16.000 libras por pulgada cuadrada. c. Para el máximo esfuerzo cortante sobre la lámina o el remache, use 32.000 psi para remaches en un solo cortante y 35.000 psi, para remaches a doble cortante. 4.3.4.3 Para tanques con uniones remachadas, se deben tener consideraciones sobre como afecta la corrosión tales uniones. Si los cálculos muestran que el exceso de espesor existe, este exceso puede ser tomado como corrosión permitida.

4.3.4.4 Cargas no líquidas (Ver 4.3.3.5) deberá ser considerada en el análisis de los tanques remachados. 4.3.5 DISTORSIONES 4.3.5.1 Las distorsiones en el cuerpo incluyen falta de redondez, áreas pandeadas, espacios planos, y altibajos en juntas soldadas. 4.3.5.2 Las distorsiones en el cuerpo pueden ser causadas por muchas condiciones tales como asentamientos en la fundación, falta o exceso de presión, fuerte vientos, una pobre fabricación o malas técnicas de reparación del cuerpo, etc. 4.3.5.3 La distorsión en el cuerpo deberá ser evaluada sobre una base individual para determinar si las condiciones específicas son consideradas aceptables para que el tanque continúe en servicio y/o tomar acciones correctivas. 4.3.6 IMPERFECTOS Los defectos tales como grietas o laminaciones serán examinados a fondo y evaluados para determinar su naturaleza y grado y necesidad de reparación. Si una reparación es necesaria, un procedimiento de reparación será desarrollado y puesto en ejecución. Los requisitos para reparar marcas como una cicatriz por ejemplo golpes del arco, gouges, o rebabas de accesorios soldados temporalmente se deben evaluar caso por caso. Grietas en la soldadura del cuerpo-fondo deben ser removidas. 4.3.7. Vigas de vientos y refuerzos del cuerpo La evaluación del cuerpo de un tanque existente para disponibilidad de servicio debe también considerar los detalles y condición para cualquier viga de viento y refuerzos del cuerpo. La degradación por corrosión de esos elementos estructurales o los elementos soldados al cuerpo pueden volver inadecuado esos elementos de acuerdo a las condiciones de diseño. Tabla 4-3 Eficiencia de uniones para uniones remachadas

Tipo de unión

Número de filas remachadas

Eficiencia de la unión E

Traslapo 1 0.45 Traslapo 2 0.60 Traslapo 3 0.70 Traslapo 4 0.75 A tope 2b 0.75 A tope 3b 0.85 A tope 4b 0.90 A tope 5b 0.91 A tope 6b 0.92 Notas: a Todas las uniones a tope listadas tienen refuerzo tanto por dentro como por fuera b Número de fila en cada lado de la línea central de la unión 4.3.8 Soldaduras del Cuerpo

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La condición de las soldaduras del cuerpo del tanque deberá ser evaluada para adecuación para servicio. Cualquier deterioro de la soldadura existente que resulta por corrosión o picaduras deberá ser evaluada y establecerse apropiados procedimientos de reparación o el tanque reevaluado si es necesario. Algunos desperfectos típicos en las soldaduras a tope y los procedimientos recomendados para reparaciones son dados en 9.6. 4.3.9 Penetraciones Del Cuerpo 4.3.9.1 La condición y los detalles de penetraciones existentes del cuerpo (inyectores, entradas de persona, aberturas de puertas de limpieza cleanout, etc.) serán revisadas para determinar la integridad del cuerpo de un tanque existente. Detalles tales como tipo y grado de refuerzo, soldadura, espaciamiento, y grosor de componentes (reforzando la lámina, cuello inyector, reborde que se emperna, y tapadera), son las consideraciones importantes y serán revisadas para suficiencia estructural y conformidad con el estándar como-construido. Las soldaduras existentes en el cuerpo del tanque que no deben ser modificadas o afectadas por reparaciones y estén más cercanas a lo requerido por API Std 650 (séptima edición o posterior) son aceptables para servicio continuo si las soldaduras son examinadas por el método de partículas magnéticas y que no tenga defectos rechazables o indicaciones de ello. El pulir para eliminar los defectos de la soldadura es permitido si el perfil que resulta, satisface los requisitos de espesor de la base y tamaño de la soldadura. Reparaciones por soldadura no pueden ser utilizadas para aceptar los espaciamientos de soldadura más cercanos que lo permitido por API Std 650 (séptima edición o posterior) excepto lo permitido por 9.10.2.7. Para cualquier otra no conformidad, o deterioro debido a la corrosión, se deben determinar y establecer los procedimientos de reparación cuando sea apropiado o el tanque reratiado, como se necesite. 4.3.9.2 El espesor de pared de las boquillas deberá ser evaluado para presión y otras cargas. 4.3.10 Operación en temperaturas elevadas Tanques de construcción soldada que operan en temperaturas elevadas (excediendo 200ºF, pero menos que 500ºF) deben ser evaluados para la continuidad del servicio. Los requisitos de esta sección se basan en parte en los requisitos de API Std. 650, Apéndice M. 4.3.10.1 Operación continuada en Temperaturas elevadas 4.3.10.1.1 Tanques existentes que eran diseñados originalmente y construidos bajo los requisitos de API Std650. Apéndice M, serán evaluado para el servicio continuado, como sigue. a. El cuerpo del tanque será evaluado bajo conformidad con 4.3.3. Exceptuando que la tensión permisible para todos los anillos del cuerpo no excederá 0.80Y. El valor de

Y será tomado como el esfuerzo de fluencia mínimo especificado del material del cuerpo multiplicado por el factor de reducción del esfuerzo de fluencia dentro de API Std 650, Tabla M-1. Cuando el mínimo esfuerzo de fluencia específico del material del cuerpo es desconocido, la evaluación será basada sobre un valor asumido de 30.000 lbf/in.2. b. Si el material de la lámina del fondo en la zona crítica ha sido reducido en grosor más allá de las provisiones del permiso inferior de la corrosión permitida, si existe, el empalme cuerpo-fondo será evaluado para temperatura elevada, cabeza líquida y ciclos termales. La técnica del análisis simplificado recomendada en API Std 650, M.4. se puede utilizar para satisfacer este requisito. 4.3.10.2 Conversión a Operación a Temperaturas elevadas Tanques existentes que no estaban originalmente diseñados y construidos bajo los requisitos de API Std 650, Apéndice M serán evaluados para un cambio del servicio a temperaturas elevadas como sigue. a. El cuerpo del tanque será evaluado en conformidad con el API Std 650, Apéndice M. El esfuerzo permisible del cuerpo de este estándar (API Std 653) no deberá ser utilizado. b. La necesidad de un anillo anular soldado a tope con soldadura será determinado en conformidad a API Std 650, apéndice M e instalado si es requerido. c. El empalme cuerpo-fondo será evaluado para condiciones de fatiga. Además, la suficiencia de la lámina del fondo en la zona crítica se basará en los requisitos de este estándar. 4.4 EVALUACIÓN DEL FONDO DEL TANQUE 4.4.1 General Las estrategias para la inspección del fondo del tanque deben proveer información adecuada la cual, cuando se utilice con los procedimientos en este estándar, determine la integridad del fondo del tanque necesaria para prevenir fuga de fluidos que puedan causar daño ambiental. Se debe examinar cada aspecto del fenómeno de corrosión, y otra fuga potencial o mecanismo de falla. Se debe realizar una evaluación periódica de la integridad del fondo del tanque en adición a inspecciones internas especificadas en 6.4. El periodo de evaluación debe ser menor o igual al intervalo de inspección interna apropiado dado en 6.4.2 o 6.4.3. El uso de pruebas de detección de fuga o sistemas de monitoreo (tales como dobles fondos o líneas con tuberías de detección de fuga bajo los fondos de tanques) satisfacerán el requerimiento para evaluación periódica entre inspecciones internas. El asentamiento excesivo de la fundación de los tanques de almacenamiento puede afectar la integridad de los cuerpos y fondos del tanque. Para esto, existe una práctica reconocida que consiste en el monitoreo del asentamiento para evaluar la integridad de los fondos del tanque. Refiérase al Apéndice B para técnicas de evaluación del asentamiento del fondo del tanque.

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4.4.2 Causas para fallas del fondo La siguiente lista muestra algunas causas históricas de fugas o falla del fondo del tanque que se deben considerar en la decisión de alinear, reparar o reemplazar este mismo: a. Picaduras internas y ratas de picaduras en el servicio anterior. b. Corrosión de las uniones de soldadura (soldadura y zona afectada por el calor). c. Historia de agrietamiento de la junta de la soldadura. d. Esfuerzos aplicados en las láminas del fondo por cargas del soporte del techo y asentamiento del cuerpo. e. Corrosión en la parte inferior (normalmente en forma de picadura). f. Drenaje inadecuado que resulta en una superficie de agua fluyendo bajo el fondo del tanque. g. La falta de un anillo de la lámina anular cuando es requerido. h. Asentamiento desigual que resulta en esfuerzos altos localizados en las láminas del tanque. i. Columnas del soporte del techo y otros soportes soldados al fondo del tanque sin tener en cuenta los movimientos adecuados permisibles. j. Rellenos de gravas o rocas de la fundación con vacíos en la superficie sin un adecuado llenado. k. Relleno no homogéneo bajo el fondo del tanque (por ejemplo un trozo de arcilla en un relleno de fundación de arena. l. Sumideros inadecuadamente soportados. 4.4.3 Protección Catódica de los Fondos del

Tanque La fundación para la selección de los sistemas de protección catódica bajo los fondos del tanque se encuentra en API RP 651. 4.4.4 Protección Interna de las Paredes del Fondo

del Tanque La aplicación de recubrimientos para las superficies internas para los fondos del tanque se encuentra en API RP 652. 4.4.5 Detección de Fuga del Fondo Si se va a reemplazar el fondo del tanque, se debe dar una consideración para instalar un sistema de detección de fuga (indicador) que canalizará cualquier fuga en el fondo hacia una localización donde se pueda observar desde la parte exterior del tanque. 4.4.6 Medidas del Espesor de la Lámina del fondo Existen varios métodos para determinar la corrosión bajo la lámina de fondo del tanque. Los métodos varían de acuerdo a la extensión que estos pueden medir de la corrosión general y picaduras. Una combinación de estos métodos puede ser requerida junto con técnicas de extrapolación y análisis para establecer las condiciones posibles del fondo del tanque entero. Herramientas de medición como MFL (Magnetic Flux Leakage) y UT

(Ultrasonic Thickness) son comúnmente usadas para examinar fondos de tanques. Técnicas de medición UT son a menudo usadas para confirmar y confirmar mas adelante los datos obtenidos por evaluación con MFL, pero estas técnicas podrían no ser requeridas dependiendo de los procedimientos específicos y su aplicación. La calidad de los datos obtenidos tanto por las técnicas MFL o UT depende del personal, del equipo y de los procedimientos. El anexo G podría ser usado como guía en calificación de personal y procedimientos para la obtención de datos de espesor. 4.4.7 Espesor mínimo para las láminas del fondo del tanque La cuantificación del espesor mínimo remanente del fondo del tanque basado en los resultados de las mediciones se puede realizar por el método descrito en 4.4.7.1. Puede ser usada otra aproximación tal como el método probabilístico del numeral 4.4.7.2. 4.4.7.1. Un método aceptable para calcular el espesor mínimo aceptable para el fondo del tanque en general o por porciones es el siguiente:

)()( rrtripbc UPPSOóRTmínimoRTMRT +−= Donde: MRT = es el espesor remanente mínimo al final de un

intervalo Or. Este valor debe alcanzar los requerimientos de la tabla 6.1 y 4.4.7.4 y 4.4.8.

Or = Intervalo de operación en servicio (años a la

próxima inspección interna) los cuales no deberán exceder lo permitido por 6.4.2.

RTbc = Espesor mínimo remanente del fondo del lado

de la corrosión después de las reparaciones. RTip = Espesor mínimo remanente de corrosión interna

después de reparaciones StPr = máxima rata de corrosión no reparada sobre el

lado superior. StPr= 0 para áreas recubiertas del fondo. La expectativa de vida del recubrimiento debe ser igual o exceder Or para usar StPr= 0.

UPr = máxima rata de corrosión en el fondo. Para

calcular la rata de corrosión, use el espesor mínimo remanente después de reparaciones. Asuma una rata lineal basada en la edad de los tanques. UPr=0 para áreas con protección catódica efectiva.

Nota: Para áreas de un fondo que ha sido escaneado por flujo magnético (MFL) y no tiene protección catódica efectiva, el espesor usado para calcular UPr debe ser el menor del umbral MFL o el espesor mínimo de áreas corroídas que no han sido reparadas. El umbral de MFL es definido como el “mínimo espesor remanente” a ser detectado en las áreas inspeccionadas. Este valor es

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predeterminado por el dueño del tanque basado en intervalos de inspección deseados. Las áreas con corrosión en el fondo del tanque que son reparadas deberían ser evaluadas con la rata de corrosión para el área reparada a menos que la causa de la corrosión haya sido eliminada. La evaluación es hecha usando la rata de corrosión del área reparada para UPr y agregando el espesor de un parche al término “ ipbcóRTmínimoRT .” Nota: Corrosión en el fondo incluye pérdidas de metal aislado o corrosión general. 4.4.7.2. Por el método probabilístico, un análisis estadístico es hecho de los datos de espesor medidos (ver 4.4.6) proyectando espesores remanentes, basados en muestras escaneadas del fondo. 4.4.7.3 Si los mínimos espesores del fondo en el final de un periodo de operación son calculados para ser menor que el espesor mínimo del fondo renovado dado en la tabla 6.1, o menor que el espesor mínimo del fondo renovado que provee un aceptable riesgo como se determina por una metodología de inspección, el fondo deberá ser recubierto, reparado, reemplazado o el intervalo de tiempo a la siguiente inspección acortada. 4.4.7.4 A menos que un análisis de esfuerzos sea realizado, el espesor mínimo del las láminas del fondo del tanque en la zona crítica del fondo del tanque definido en el parágrafo 9.10.1.2 deberá ser el más pequeño de la mitad del espesor original de la lámina (Sin incluir la corrosión permitida originalmente) o el 50 por ciento del tmin del anillo del cuerpo más bajo por el parágrafo 4.3.3.1 pero no menos de 0.1 pulgadas. Picaduras aisladas no afectarán apreciablemente los esfuerzos en la lámina. 4.4.7.5 La reparación de picaduras internas, cuando es realizado para extender el periodo de operación en servicio, deberá ser por soldadura de la cavidad, o un recubrimiento de soldadura o un parche seguido por inspecciones y ensayos. La extensión de las soldaduras reparadas esta limitada en la zona crítica de acuerdo con 9.10.1.2 4.4.7.6 El tratamiento de la picadura en el fondo usando métodos diferentes a reparación por soldadura (por ejemplo, recubrimientos, uniones (caulking) no puede ser usado para incrementar RTip para calcular el MRT. 4.4.7.7 El espesor de la proyección de la láminas del fondo justo después del cuerpo medido en el borde de la parte exterior del filete de soldadura entre el fondo y el cuerpo no deberá ser menor de 0.1 pulgada. La proyección de la lámina del fondo después borde de la soldadura exterior entre el cuerpo y el fondo deberá ser al menos de 3/8”. 4.4.8 Espesor Mínimo Para Anillos De Láminas Anulares 4.4.8.1 Debido a los requisitos de esfuerzos, el espesor mínimo de un anillo de lámina anular es usualmente

mayor a 0.10 pulgadas. Las picaduras aisladas no afectarán apreciablemente la resistencia de la lámina. A menos que un análisis de esfuerzos sea realizado, el espesor de la lámina anular no deberá ser menor a lo determinado en la sección 4.4.8.2 o 4.4.8.3, la que aplique. 4.4.8.2 Para tanque en servicio con un producto cuya gravedad específica sea menor a 1.0, el cual requiere láminas anulares para otras consideraciones como cargas sísmicas, el espesor de las láminas anulares no deberá ser menor que el espesor dado en la tabla 4-4, más cualquier tolerancia por corrosión especificada. 4.4.8.3 Para tanques en servicio con un producto cuya gravedad específica sea igual o mayor a 1.0, el cual requerirá láminas anulares para otras consideraciones como carga sísmica, el espesor de la lámina anular deberá estar de acuerdo con la tabla 3-1 del estándar API 650 más cualquier corrosión permitida especificada. 4.4.8.4 Para tanques que utilicen láminas anulares para consideraciones sísmicas, una evaluación sísmica deberá realizarse de acuerdo a los requisitos del estándar aplicable, usando el espesor actual de las láminas anulares existentes. 4.4.8.5 Para el espesor y proyección de la lámina anular después del cuerpo refiérase a 4.4.7.7. 4.5 EVALUACIÓN DE LA FUNDACIÓN DEL TANQUE 4.5.1 General 4.5.1.1 Las principales causas del deterioro de la fundación son el asentamiento, erosión, agrietamiento, y deterioro del concreto que se inician por: calcinamiento, ataque por agua bajo el fondo, ataques por heladas, alcalinos y ácidos. Para asegurar la adecuación al servicio, todas las fundaciones del tanque se deben examinar periódicamente (Ver 6.3). 4.5.1.2 Algunos mecanismos de deterioro del concreto se describen brevemente aquí: a. El calcinamiento (pérdida de agua de hidratación) puede ocurrir cuando el concreto se expone a una temperatura suficientemente alta por un periodo de tiempo. Durante periodos intermedios de enfriamiento, el concreto puede absorber la humedad, puede hincharse, perder su resistencia y agrietarse. b. El deterioro del concreto expuesto al agua subterránea puede causarse por ataque químico, por cambios cíclicos en la temperatura, y por humedad.

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Tabla 4-4 – Espesor de la lámina anular del fondo (pulg.) (Gravedad específica del producto

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SECCIÓN 5 – CONSIDERACIONES DE FRACTURA FRÁGIL 5.1 GENERAL Esta sección provee un procedimiento para asegurar que tanques existentes puedan continuar su operación o cambiar de servicio con respecto al riesgo de fractura por fragilidad aunque no es suplemento o reemplaza los requerimientos de la Sección 10 para la prueba hidrostática de tanques reparados, modificados o reconstruidos. Este procedimiento aplica a tanques tanto remachados como soldados, sin embargo, el procedimiento esta basado primordialmente en la experiencia y datos obtenidos de tanques soldados. 5.2 CONSIDERACIONES BÁSICAS 5.2.1 Un diagrama de flujo se muestra en la figura 5-1, el cual se utiliza para presentar el procedimiento aseguramiento para fallas causadas por una fractura frágil. El diagrama de flujo esta basado en los siguientes principios: 5.2.2 En todos los incidentes reportados de la falla de un tanque debido a una fractura por fragilidad, la falla ocurrió poco después del montaje durante la prueba hidrostática así como también en el primer llenado en clima frío, después de un cambio a un servicio de temperatura más baja, o después de una reparación/alteración. Esta experiencia muestra que una vez que el tanque demuestra su capacidad de resistir los efectos combinados del nivel máximo de líquido (mayores tensiones) y temperaturas bajas de operación sin ninguna pérdida, el riesgo debido a una fractura por fragilidad en servicio continuado es mínimo. 5.2.3 Se debe evaluar cualquier cambio en el servicio para determinar si este incrementa el riesgo de falla debido a una fractura por fragilidad. En el evento de un cambio a un servicio más severo (tal como operaciones a baja temperatura o manejo de un producto a una gravedad específica más alta), es necesario considerar la necesidad de una prueba hidrostática para demostrar el buen estado para un servicio nuevo más severo. Se deben considerar los siguientes aspectos: a. La posibilidad de reparaciones o alteraciones

desde la prueba hidrostática original que no cumpla los requerimientos para este estándar.

b. Deterioro del tanque desde la prueba hidrostática original.

5.3 PROCEDIMIENTO DE ASEGURAMIENTO 5.3.1 El procedimiento de evaluación ilustrado en el cuadro 5-1 será utilizado. Cada uno de los pasos claves, numerados del 1 al 11 en el árbol de decisión, corresponde secuencialmente a las explicaciones proporcionadas luego.

5.3.2 Paso 1- Los tanques cumplen los requisitos de API Std 650 (séptima edición o más adelante) o API Std 650. Apéndice G (quinto y sextas ediciones) para reducir al mínimo el riesgo de fractura frágil. Alternativamente, los tanques pueden cumplir con los requerimientos de dureza según API Std650 (séptima edición o posterior) por ensayo de impacto en muestras de un número representativo de láminas del cuerpo. 5.3.3 Paso 2- Muchos tanques que continúan funcionando con éxito en el mismo servicio no fueron construidos a bajo API Std 650 (véase las ediciones y apéndices nombrados en 5.3.2) Estos tanques son potencialmente susceptibles a fallar debido a fractura frágil y requieren una evaluación según lo ilustrado en el árbol de decisión. 5.3.4 Paso 3- Para el propósito de este aseguramiento, la prueba hidrostática demuestra la aptitud para continuar en servicio con el mínimo riesgo de falla por fractura por fragilidad si todos los requerimientos de reparaciones, alteraciones, reconstrucción, o cambio en el servicio están de acuerdo con este estándar (incluyendo la necesidad de una prueba hidrostática después de reparaciones, modificaciones o Alteraciones mayores). La efectividad de ésta prueba para demostrar el buen estado para continuar en servicio es respaldado por la experiencia industrial. 5.3.5 Paso 4 - Si el espesor del cuerpo del tanque es menor a 0.5 pulg., el riesgo de falla por fragilidad es mínimo, previendo que se ha realizado una evaluación para disponibilidad de servicio del tanque de acuerdo con la Sección 4. Se debe usar para el aseguramiento el espesor nominal original de la lámina más gruesa del cuerpo del tanque. 5.3.6 Paso 5 - Ninguna de las fallas conocidas del tanque debido a una fractura por fragilidad han ocurrido a temperaturas del metal del cuerpo de 60° F o mayores. Aspectos similares en contra de esta falla se pueden mejorar incrementando la temperatura del metal calentando los contenidos del tanque. 5.3.7 Paso 6- La experiencia en la industria y las pruebas de laboratorio han mostrado que se requiere una tensión de membrana en las láminas del cuerpo del tanque de al menos 7 ksi para causar falla por fragilidad. 5.3.8 Paso 7- Los tanques construidos de aceros listados en la figura 2-1 de API Std 650 se pueden usar de acuerdo a sus curvas de excepción, teniendo en cuenta que una evaluación de disponibilidad de servicio conforme a la Sección 4 de este estándar ha sido realizada. Adicionalmente, tanques construidos de acuerdo con otros códigos nacionalmente reconocidos o estándares conteniendo reglas de dureza (por ejemplo el API Std 620) pueden ser utilizados de acuerdo con las reglas de dureza actual de ese estándar. Tanques

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fabricados con aceros de especificaciones desconocidas, de mayor espesor a 1/2 pulgada y operando en un temperatura del metal del cuerpo debajo de 60°F, puede ser utilizada si el tanque cumple los requerimientos de la figura 5-2. Se debe usar el espesor nominal original para lámina de cuerpo de mayor espesor del tanque para el juicio. Para los tanques que no se calientan, la temperatura del metal del cuerpo debe ser la temperatura del metal del diseño como se define en API Std 650, 2.2.9.3. 5.3.9 Paso 8- El riesgo de pérdida debido a una fractura inelástica es mínimo una vez el tanque haya demostrado que puede operar a un nivel del líquido máximo especificado a la temperatura más baja sin falla. Para el propósito de este juicio, la expectativa de temperatura más baja se define como la temperatura más baja del primer día, como se muestra en la figura 2-2 de API Std 650. Es necesario chequear los registros recolectados del tanque y los registros metereológicos para asegurar que el tanque haya operado al nivel del líquido máximo especificado cuando la temperatura del primer día era tan baja como se muestra en API Std 650, figura 2-2. Nota: Para tanques bajo calor, la temperatura del metal del cuerpo debe ser igual a la temperatura del metal de diseño como se define en 2.2.9.3 de API Std 650. El espesor nominal original para lámina del cuerpo del tanque de mayor espesor se debe usar para la fijación. 5.3.10 Paso 9- Se puede realizar una evaluación para establecer un cubrimiento de operación seguro para

un tanque basado en la historia de la operación. Esta evaluación se debe basar en la combinación más severa de temperatura y nivel del líquido experimentado por el tanque durante su servicio. La evaluación debería mostrar que el tanque necesita ser reparado u operado de manera distinta; existen muchas opciones: a. Restrinja el nivel del líquido. b. Restrinja la temperatura mínima del metal. c. Cambie el servicio a un producto almacenado con

una gravedad específica inferior. d. Combinaciones de a, b, y c, arriba mencionadas. El propietario u operador también puede realizar un análisis más riguroso para determinar el riesgo de falla haciendo un análisis mecánico de fractura basado en principios y prácticas establecidas. Los procedimientos y criterios de aceptación para la conducir un análisis alterno no se incluyen en este estándar. 5.3.11 Paso 10 - Todas las reparaciones, alteraciones, y reposiciones se deben hacer conforme a este estándar. 5.3.12 Paso 11- Se debe realizar un juicio para determinar si el cambio de sitio en el servicio proporciona un mayor riesgo de pérdida debido a una fractura inelástica. El servicio se debe considerara más severo y crea un mayor riesgo de una fractura inelástica si la temperatura del servicio se reduce (por ejemplo, cambiar de un servicio caliente de aceito a un producto de temperatura ambiente), o el producto se cambia uno con una gravedad específica mayor y así se incrementan las tensiones

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Figura 5-1 Consideraciones para una Fractura Frágil

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Figura 5-2 Curva de excepción para tanques construidos de acero al carbon de dureza desconocida

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SECCIÓN 6 – INSPECCIÓN

6.1 GENERALIDADES La inspección periódica en servicio de los tanques se debe realizar como se define en esta sección. El propósito de esta inspección es asegurar una integridad continua del tanque. Las inspecciones, aparte de las definidas en 6.3 se deben dirigir por un inspector autorizado. 6.2 CONSIDERACIONES PARA LA FRECUENCIA EN LA INSPECCIÓN 6.2.1 Se deben considerar muchos factores para determinar los intervalos de inspección para los tanques de almacenamiento. Estos incluyen, pero no están limitados a, los siguientes: a. La naturaleza del producto almacenado. b. Los resultados de los chequeos visuales de mantenimiento. c. Tolerancias y ratas de corrosión. d. Sistemas de prevención de corrosión. e. Condiciones en inspecciones previas. f. Los métodos y materiales de construcción y reparación. g. La localización de los tanques, tal como aquellos que estarían en áreas aisladas o de alto riesgo. h. El riesgo potencial de contaminación de aire o agua. i. Sistemas de detección de fugas. j. Cambio en el modo de operación (por ejemplo: frecuencia del ciclo de llenado, frecuencia de aterrizaje de las piernas de soporte del techo flotante. k. Requerimientos jurisdiccionales. l. Cambios en el servicio (incluyendo cambios en los fondos de agua). m. La existencia de fondo doble o una barrera de prevención alcanzable. 6.2.2 El intervalo entre las inspecciones de un tanque (tanto internas como externas) se debe determinar por la historia del servicio a menos que razones especiales indiquen que se debe hacer una inspección prioritaria. La historia del servicio de un tanque dado o un tanque en servicio similar (preferiblemente en el mismo sitio) debe estar disponible para que se puedan programar las inspecciones completas con una frecuencia equivalente con la rata de corrosión del tanque. Se deben considerar los métodos no destructivos y el complemento de inspección cuando se establezcan las frecuencias de inspección. 6.2.3 Las regulaciones jurisdiccionales, en algunos casos, controlan la frecuencia e intervalo de las inspecciones. Estas regulaciones pueden incluir requerimientos de pérdida de vapor, condiciones de sello, fugas, diques adecuados y procedimientos de reparación. El conocimiento de tal reglamento es necesario para cumplir con el programa y los requerimientos de inspección. 6.3 INSPECCIONES DEL EXTERIOR DEL TANQUE 6.3.1 INSPECCIONES EN SERVICIO RUTINARIAS

6.3.1.1 La condición externa del tanque se debe monitorear por inspección visual cercana al suelo en una rutina básica. Esta inspección se debe hacer por el personal del propietario u operador, y se puede realizar por otro inspector autorizado como se define en 3.5. El personal que realiza esta inspección debe tener conocimiento de las facilidades de operaciones de facilidad de almacenamiento, el tanque, y las características del producto almacenado. 6.3.1.2 El intervalo de tales inspecciones debe ser consistente con las condiciones del sitio en particular, pero no debe exceder un mes. 6.3.1.3 Esta inspección de rutina en servicio debe incluir una inspección visual de las superficies exteriores del tanque. Se debe documentar la evidencia de grietas; distorsiones del cuerpo; señales de asentamiento; corrosión; y condición de fundación, recubrimientos de pinturas, sistemas de aislamiento, y accesorios y las acciones a seguir por el inspector autorizado. 6.3.2 INSPECCIÓN EXTERNA 6.3.2.1 Se debe realizar una inspección visual a todos los tanques por un inspector autorizado. Esta inspección se debe llamar la inspección externa y se debe conducir al menos cada 5 años o RCA/4N años (donde RCA es la diferencia entre el espesor del cuerpo medido y el espesor mínimo requerido en milésimas, y N es la rata de corrosión del cuerpo en milésimas por año) el que sea menor. Los tanques pueden estar en operación durante esta inspección. 6.3.2.2 Los tanques aislados necesitan tener desconectado el aislamiento solo en la extensión necesaria para determinar la condición de la pared exterior del tanque o el techo. 6.3.3.3 Se deben chequear visualmente los componentes del sistema de conexiones a tierra del tanque tales como shunts o cables de conexión mecánica. En el API RP 2003 se cubren las prácticas recomendadas para la prevención de ignición de hidrocarburo. 6.3.3 INSPECCIÓN ULTRASÓNICA DE ESPESORES 6.3.3.1 Las medidas ultrasónicas del espesor, externas del cuerpo pueden ser útiles para determinar el rango de corrosión general uniforme mientras el tanque se encuentra en servicio, y pueden proveer una indicación de la integridad del cuerpo. El propietario u operador debe determinar la extensión de tales medidas. 6.3.3.2 Cuando se utilizan las medidas de espesor ultrasónicas, se deben hacer a intervalos para no exceder lo siguiente: a. Cuando la rata de corrosión no se conoce, el intervalo máximo debe ser de 5 años. La rata de corrosión se pueden estimar de tanques en un servicio similar

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basados en las medidas del espesor tomadas a un intervalo que no exceda los 5 años. b. Cuando la rata de corrosión se conoce, el máximo intervalo debe ser menor de RCA/2N años (donde RCA es la diferencia entre el espesor del cuerpo medido y el espesor mínimo requerido en milésimas de pulgadas, y N es la rata de corrosión del cuerpo en milésimas de pulgadas por año) o 15 años. 6.3.3.3 La inspección interna del cuerpo del tanque, cuando el tanque esta fuera de servicio, se puede sustituir por un programa de medida de espesor ultrasónica externa si el intervalo de inspección interna es igual o menor al intervalo requerido en 6.3.3.2.b 6.3.4 INSPECCIÓN DE PROTECCIÓN CATÓDICA 6.3.4.1 Donde se controla la corrosión del fondo del tanque exterior por un sistema de protección catódica, se deben conducir verificaciones periódicas del sistema de acuerdo con API RP 651. El dueño u operador debe revisar los resultados de las verificaciones. 6.3.4.2 El propietario u operador debe asegurar competencia del personal que realiza las inspecciones. 6.4 INSPECCIÓN INTERNA 6.4.1 GENERALIDADES 6.4.1.1 La inspección interna se requiere primordialmente para: a. Asegurar que el fondo no este severamente corroído y presente fuga. b. Seleccione los datos necesarios para el fondo mínimo y juicios del espesor del fondo y cuerpo detallado en la Sección 6. Cuando aplique, esta información también tiene en cuenta medidas del espesor por ultrasonido externas hechas durante inspecciones en servicio (ver 6.3.3). c. Identificar y evaluar cualquier asentamiento del fondo del tanque. 6.4.1.2 Todos los tanques deben tener una inspección interna formal conducida en los intervalos definidos por 6.4.2 o 6.4.3. El inspector autorizado quien es responsable de la evaluación del tanque debe conducir una inspección visual y asegurarse de la calidad y totalidad de los resultados NDE. Si la inspección interna se requiere únicamente para el propósito de determinar la condición e integridad del fondo del tanque, la inspección interna se puede complementar con el tanque en servicio utilizando varios métodos como medidores robóticos de espesor y otro medio de inspección capaz de evaluar el espesor del fondo del tanque, en combinación con métodos capaz de evaluar la integridad del fondo del tanque como se describe en 4.4.1. Los métodos electromagnéticos se usan para complementar la inspección ultrasónica. Si se selecciona una inspección en servicio, los datos e información recogidos deben ser suficientes para evaluar el espesor, rata de corrosión, e integridad del fondo del tanque y establecer el intervalo de inspección interna, basado en el espesor del fondo del

tanque, rata de corrosión, e integridad, utilizando métodos incluidos en este estándar. Un individuo, con el conocimiento y experiencia en metodologías de inspección relevante, y el inspector autorizado quien es responsable de la evaluación del tanque, deben asegurar la calidad y competitividad de los resultados NDE en servicio. 6.4.2 INTERVALOS DE INSPECCIÓN 6.4.2.1 Los intervalos entre las inspecciones se deben determinar por las ratas de corrosión medidas durante inspecciones previas o anticipadas basadas en la experiencia con tanques en servicio similar. Normalmente, las ratas de corrosión del fondo controlarán y el intervalo de inspección será gobernado gracias a las ratas de corrosión anticipados o medidos y los cálculos para el espesor mínimo requerido de los fondos del tanque (ver 4.4.7). El intervalo de inspección actual se debe establecer para asegurar que los espesores mínimos de las láminas del fondo en la siguiente inspección, no sean menores que los valores en la Tabla 6-1. En ningún caso, sin embargo, el intervalo de la inspección interna debe exceder los 20 años. 6.4.2.2 Cuando los rangos de corrosión no se conocen y no existe experiencia para un servicio similar para determinar el espesor mínimo de la lámina del fondo para la siguiente inspección, el intervalo de inspección interna no debe exceder 10 años. 6.4.3 INTERVALO DE INSPECCIÓN INTERNA ALTERNATIVO Como alternativa a los procedimientos en 6.4.2, un propietario u operador puede establecer un intervalo de inspección interna usando el procedimiento de inspección basada en riesgos (RBI). Combinada la evaluación de la posibilidad de fuga o falla del tanque y la consecuencia de la fuga de falla es un elemento esencial de RBI. La evaluación RBI puede incrementar o decrecer los intervalos de inspección interna obtenidos usando los procedimientos 6.4.2.1. EL proceso RBI se debe utilizar para establecer como aceptable el riesgo de un espesor mínimo de la lámina del fondo en el siguiente intervalo de inspección independiente de los valores de la Tabla 6-1. La evaluación RBI también puede incrementar o decrecer el intervalo de inspección de los 20 años descrito en 6.4.2.1. La evaluación inicial RBI se debe revisar y aprobar por un inspector autorizado y un ingeniero, que tengan conocimiento y experiencia en el diseño de tanques (incluyendo fundaciones de tanque) y corrosión. La evaluación RBI se debe revisar subsecuentemente y aprobar por un inspector autorizado y un ingeniero(s), que conozcan el diseño del tanque y corrosión, a intervalos que no excedan 10 años, o más seguido si se garantiza por los cambios de servicio. Algunos de los factores que se deben considerar en la evaluación RBI de un tanque incluyen lo siguiente: a. El material de construcción, incluyendo recubrimientos y pinturas, relativos a la temperatura del producto y las condiciones del ambiente.

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b. El estándar como-construido (As-Built) c. Los métodos usados para la determinación del espesor de la lámina del fondo y el cuerpo. d. La confianza y efectividad de los métodos de inspección y calidad de la información recolectada. Tabla 6-1 – Espesor Mínimos de la Lámina del Fondo Espesor a mínimo de la Lámina del

Fondo en la siguiente

Inspección (pulg.)

Fondo del Tanque/ Diseño de Fundación

0.10 El diseño del fondo del tanque/fundación sin ningún medio de detección y contaminante de una fuga del fondo.

0.05 Diseño de fondo/fundación con indicaciones para proveer detección y contaminante de una fuga del fondo.

0.05 Recubrimiento reforzado aplicado al fondo del tanque, >0.05 pulg. de espesor, de acuerdo con API RP 652.

Nota: a Ver 4.4.7. e. Los métodos de análisis utilizados para determinar la

rata de corrosión del lado del producto, lado del suelo, y externo y la precisión de estos métodos y ratas de corrosión.

f. La confianza, precisión, y necesidad de métodos y procedimientos de detección de fugas.

g. La efectividad de los métodos de mitigación de corrosión, tales como los sistemas de protección catódica, recubrimientos y pinturas.

h. La calidad del mantenimiento, incluyendo reparaciones previas.

i. La probabilidad de y clase de falla, por ejemplo, fugas leves al ambiente, ruptura del fondo del tanque o fractura frágil del cuerpo del mismo.

j. La consecuencia ambiental y probabilidades de fuga o fallas del tanque.

k. La presencia o la ausencia del lanzamiento de una barrera de prevención (RPB) bajo el fondo primario del tanque (véase 4.4.5. Nota 5).

Los datos e información histórica del tanque en la referente fuga y falla son además importantes para esta evaluación. Es esencial que todas las evaluaciones RBI se conduzcan por individuos entrenados y calificados que tengan conocimiento de la metodología RBI, y también conocimiento y experiencias en diseños de fundaciones de tanque, construcción y corrosión. Las evaluaciones RBI se deben documentar, claramente definiendo todos los factores que contribuyen a la probabilidad y consecuencia de fugas o fallas del tanque. Después que se conduzca un juicio RBI efectivo, los resultados se pueden usar para establecer una estrategia de inspección del tanque y que defina mejor los métodos más apropiados de inspección, frecuencia para

inspecciones internas, externas y complementarias, y la prevención y pasos de mitigación para reducir la probabilidad y consecuencias de fugas en un tanque presente. 6.5 ALTERNATIVA DE INSPECCIÓN INTERNA

PARA DETERMINAR EL ESPESOR DEL FONDO En los casos donde la construcción, tamaño, y otros aspectos permiten accesos desde el exterior al fondo del tanque para determinar el espesor del fondo, una inspección externa en vez de una inspección interna se permite si cumple los requerimientos de los datos de la tabla 6-1. Sin embargo, en estos casos, la consideración de otros ítems de mantenimiento puede dictaminar intervalos de inspección interna. Esta alternativa se debe documentar y hace parte del registro permanente del tanque. 6.6 TRABAJO PREPARATORIO PARA LA INSPECCIÓN INTERNA Los procedimientos de trabajo específico se deben preparar y seguir cuando se conducen las inspecciones que garantizan la seguridad y salud del personal y prevengan daños en el lugar de trabajo. (Ver 1.4). 6.7 LISTAS DE CHEQUEO PARA LA INSPECCIÓN El apéndice C provee ejemplos de listas de chequeo de los ítems de consideración cuando se realicen inspecciones en servicio y fuera de servicio. 6.8 REGISTROS 6.8.1 GENERAL Los registros de inspección forman la base de un programa de mantenimiento o inspección planeada. (Se reconoce que puede que no exista registro de tanques viejos y las evaluaciones se deben basar en la experiencia con tanques en servicios similares.) El propietario u operador debe mantener un archivo de registro completo que consiste en tres tipos de registros nombrados: reportes de construcción, historial de inspección, e historial de reparación y alteración. 6.8.2 REGISTROS DE CONSTRUCCIÓN Los registros de construcción pueden incluir información de la placa de datos, planos, especificaciones, reporte completo de construcción, y cualquier resultado de ensayos de materiales y análisis. 6.8.3 HISTORIAL DE INSPECCIÓN Estos registros incluyen todas las mediciones realizadas, la condición de todas las partes inspeccionadas, y un registro de todos los exámenes y pruebas. Se debe incluir una descripción completa de cualquier condición inusual con recomendaciones para la corrección de detalles que causan las condiciones. Este archivo también debe además contener la rata de corrosión y cálculos de intervalos de inspección.

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6.8.4 HISTORIAL DE REPARACIÓN O ALTERACIÓN Esta incluye todos los datos acumulados en un tanque desde el tiempo de su construcción con especial cuidado en reparaciones, alteraciones, reposiciones, y cambios de servicio (registrado con condiciones de servicio tal como temperatura y presión del producto almacenado). Estos registros deben incluir los resultados de cualquier experiencia con revestimiento y pinturas. 6.9 REPORTES 6.9.1 Los informes que recomiendan las reparaciones deben incluir las razones respectivas, y esquemas que muestren la localización y extensión.

6.9.2 Los informes generales de inspección deben incluir medida del espesor del metal, condiciones encontradas, reparaciones, cualquier medida de asentamiento, y recomendaciones. 6.10 EXÁMENES NO DESTRUCTIVOS El personal que realiza exámenes no destructivos debe cumplir con las calificaciones identificadas en 12.1.1.2, pero no necesita estar certificado de acuerdo con el apéndice D. Los resultados de cualquier trabajo END, sin embargo, deben ser consideraros en la evaluación del tanque por un inspector autorizado.

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SECCIÓN 7 – MATERIALES

7.1 GENERAL Esta sección provee requerimientos generales para la selección de materiales para la reparación, alteración, y reconstrucción de los tanques existentes. Los requerimientos específicos para reparaciones y alteraciones se encuentran en la Sección 9. 7.2 NUEVOS MATERIALES Todos los nuevos materiales usados para la reparación, alteraciones, o reconstrucción deben ser conformes con el estándar aplicable actual. 7.3 MATERIALES ORIGINALES PARA TANQUES RECONSTRUIDOS 7.3.1 LAMINAS DEL CUERPO Y FONDO

SOLDADOS AL CUERPO 7.3.1.1 Se deben identificar todos los materiales de la lámina del cuerpo y láminas del fondo soldadas al cuerpo. Los materiales identificados por los planos originales, placa de datos placa de datos API (name plate), u otra documentación adecuada no requieren una identificación posterior. El material no identificado se debe ensayar e identificar con los requerimientos descritos en 7.3.1.2. Después de la identificación, se debe hacer una determinaci

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